PERAMALAN IPR UNTUK TEKANAN RESERVOIR DI ATAS TEKANAN BUBBLE POINT
PADA RESERVOIR BERTENAGA DORONG GAS TERLARUT Oleh: Dody Irawan Z Pembimbing: Dr. Pudjo Sukarno Amega Yasutra, MS Sari
Selama reservoir memproduksi fluida reservoir maka tekanan reservoir akan mengalami penurunan, demikian pula halnya tekanan alir di dasar sumur juga akan cenderung menurun. Jika pada mulanya tekanan reservoir lebih besar dari tekanan bubble point, maka dengan berjalannya waktu produksi, tekanan dasar sumur akan mengalami penurunan dan dapat mencapai tekanan yang lebih rendah dari tekanan bubble point. Pada keadaan ini, gas yang terlarut dalam minyak akan terbebaskan sebagai fasa gas dan jika saturasi gas telah melampaui harga saturasi gas kritik, maka gas akan mengalir bersama minyak. Pada keadaan ini di dalam reservoir mengalir fasa gas dan minyak. Namun jika sebagian dari reservoir terutama yang jauh dari lubang sumur masih mempunyai tekanan diatas tekanan bubble point, maka pada bagian reservoir ini masih terjadi aliran minyak satu fasa. Keadaan aliran ini berbeda dengan model pengembangan Kurva IPR tak berdimensi yang dilakukan oleh Vogel, Sukarno, Wiggins, dan beberapa peneliti yang lain yang memodelkan sumur pada tekanan reservoir di bawah tekanan bubble point. Untuk menggambarkan kemampuan reservoir memproduksikan fluida pada kondisi tekanan reservoir diatas tekanan bubble point, maka dikembangkan kurva IPR (Inflow Performance Relationship) tak berdimensi yang baru. Ada beberapa persamaan IPR yang telah dipublikasikan dan diterima secara umum penggunaannya seperti Gilbert4, Vogel9, Sukarno10, dll. Begitu juga dengan persamaan peramalan kurva IPR yang telah dipublikasikan oleh Standing8, Eckmier5, dan Sukarno10. Persamaan-persamaan tersebut dikembangkan berdasarkan anggapan bahwa tekanan reservoir lebih rendah dari tekanan bubble point.
Makalah ini bertujuan untuk mempelajari adanya pengaruh tekanan reservoir yang berbeda dan menghasilkan usulan persamaan peramalan IPR tak berdimensi yang sesuai dengan kondisi tersebut. Keadaan ini dimodelkan menggunakan simulator CMG dengan menggunakan data batuan dan fluida reservoir seperti yang digunakan Vogel9 dalam melakukan penelitiannya.
Kata kunci : Produktvitas Sumur, kurva IPR dua fasa, peramalan kurva IPR
Abstract
The reservoir pressure and the flowing well bore pressure will decline continuously during the production of reservoir fluids. In the case of reservoir pressure above the bubble point pressure, when the decreasing well bore pressure has passed below the bubble point pressure, then the dissolved gas in oil will be liberated as gas phase in the form of bubbles and flow with oil. This condition occurs when the saturation value of gas has passed its critical value, at this time there are gas phase and oil phase flow in the reservoir. When the pressure away from the well bore is still higher than the bubble point pressure, then in the reservoir there would be two section of flow, which are two phase flow in the section that close to the well bore, and single phase flow in the other section up to the reservoir boundary. This condition were modeled by Vogel, and other researchers, where most of them assuming that the initial reservoir pressure equal to or less than the bubble point pressure. Therefore, an IPR curve is needed to depict reservoir ability in producing fluid, in this condition. There are some IPR equations that have been published and accepted in general, like Gilbert4,Vogel9, Sukarno10, etc. There are also IPR equation for prediction purposes that has been published by Standing8, Eckmier5, and Sukarno10. These equations were developed with assumption of below bubble point pressure.
This Paper investigates the influence of different bubble point pressure, the study also expected to give the new IPR curve forecasting equation referred to the given condition. The study was done by CMG simulator, the study also using the same rock data and reservoir fluid as those which used by Vogel9 in conducting its research.
Keywords ,Well Productivity, Two phase IPR, future IPR prediction
1. Pendahuluan
Kurva Inflow Performance Relationship (IPR) merupakan plot antara laju alir fluida reservoir dengan tekanan dasar sumur, yang menunjukkan produktivitas suatu sumur. Untuk keperluan perencanaan produksi dan analisa ekonomi dimasa yang akan datang diperlukan persamaan peramalan kurva IPR. Sudah banyak persamaan peramalan IPR yang dikembangkan oleh para ahli, seperti peramalan Eckmeir5, Sukarno10, dll. Semua peramalan tersebut dikembangkan untuk tekanan reservoir di bawah tekanan bubble point dan pada harga tekanan bubble point konstan. Sedangkan peramalan kurva IPR untuk kondisi reservoir yang mempunyai tekanan reservoir diatas tekanan bubble point belum dilakukan penelitiannya. Namun Riri1 melakukan penilitian bahwa untuk solution gas drive, dengan berjalannya waktu produksi, terjadi perubahan komposisi minyak sebagai akibat terbebaskannya gas dari minyak, maka akan terjadi perubahan tekanan bubble point. Dari penelitian itu Riri1 mengusulkan persamaan kurva IPR dua fasa dengan memperhatikan tekanan bubble point yang berubah. Adanya perubahan tekanan bubble point disebabkan oleh perubahan komposisi minyak sebagai akibat terbebaskannya gas dari minyak. Akibat tekanan bubble point yang berubah tersebut, maka perlu dilakukan peramalan kurva IPR untuk tekanan reservoir diatas tekanan bubble point, namun tekanan alir dasar sumur dibawah tekanan bubble point.
2. Studi Pustaka
Solution gas drive merupakan salah satu mekanisme pendorong alami untuk mendorong minyak dari reservoir ke sumur produksi. Menurut Cole(1969)4, reservoir dengan energi pendorong solution gas drive memiliki ciri-ciri sebagai berikut:
1. Volume konstan, tidak ada perubahan pada ukuran awal reservoir, dan tidak ada aliran air dalam reservoir.
2. Penurunan tekanan yang terjadi sangat cepat dan kontinyu akibat tidak terdapatnya fasa air dan gas bebas yang mengisi kekosongan dari reservoir setelah diproduksikan.
3. Pada awal produksi Gas Oil Ratio (GOR) di permukaan rendah kemudian mengalami peningkatan yang cepat dan turun kembali. 4. Gas keluar sebagai larutan bersama minyak
tetapi tidak membentuk gas cap. 5. Faktor perolehan 5 % - 30 %.
Pada profil produksi solution gas drive Gambar 1, terlihat bahwa saat tekanan dasar sumur di atas
tekanan bubble point, fasa yang mengalir adalah fasa minyak. Selama operasi produksi, tekanan dasa, gas yang terlarut dalam minyak mulai terbebaskan membentuk gelembung-gelembung gas bebas. Saat saturasi gas di dalam batuan berpori itu melampaui harga saturasi gas kritik, maka akan terjadi aliran dua fasa.r sumur terus menurun dan pada saat tekanan dasar sumur turun sampai dibawah tekanan bubble point
Gambar 2. Profil Solution Gas Drive2 Untuk menggambarkan kemampuan produksi suatu sumur pada reservoir solution gas drive, Vogel9 mengembangkan kelakuan produksi sumur tersebut dengan asumsi-asumsi sebagai berikut:
1. Reservoir berbentuk lingkaran, terbatas, sumur terletak di tengah reservoir, dan seluruh tebal reservoir dalam kondisi terbuka.
2. Reservoir bersifat homogen dan isotropik dengan saturasi air konstan pada suatu harga saturasi connate water tertentu.
3. Pengaruh gravitasi di abaikan.
4. Kompreisbilitas air dan batuan diabaikan. 5. Pada kondisi awal tekanan reservoir berada
pada bubble point pressure . 6. Tidak ada pengaruh skin.
Berdasarkan hasil penelitiannya, Vogel9 menghasilkan persamaan kurva IPR tak berdimensi sebagai berikut:
2 max 8 . 0 2 . 0 1 − − = r wf r wf o o P P P P Q Q ...(1)
Sukarno10 kemudian melanjutkan studi Vogel dengan menggunakan asumsi yang sama tetapi kali ini
mengikutsertakan pengaruh skin dalam pengembangan kurva IPR-nya. Persamaan IPR tak berdimensi yang diusulkan oleh Sukarno10 kemudian dimodifikasi oleh Fadli dkk11 sehingga dihasilkan persamaan sebagai berikut: 2 max 0446 . 1 0446 . 0 1 − − = r wf r wf o o P P P P Q Q ....(2)
Sedangkan kurva IPR untuk tekanan reservoir diatas tekanan bubble point (satu fasa) merupakan garis lurus yang dinyatakan sebagi berikut:
− = r wf o o P P Q Q 1 max ...(3)
Menurut Riri1, pada reservoir solution gas drive dimana terjadi perubahan tekanan bubble point yang didasari oleh perubahan solution gas-oil ratio (Rso) yang terjadi selama waktu produksi. Untuk itu Riri1 mengembangkan IPR dua fasa dengan memasukkan unsur tekanan bubble point yang selalu berubah. Persamaan kurva IPR tak berdimensi yang diusulkan Riri1 tanpa memasukkan pengaruh skin adalah sebagai berikut:
2 max 73 . 0 27 . 0 1 − − = r wf r wf o o P P P P Q Q ...(4)
Untuk meramalkan produktivitas sumur di masa yang akan datang, maka diperlukan pengembangan persamaan peramalan kurva IPR. Prosedur untuk mendapatkan persamaan peramalan kurva IPR yang diperkenalkan pertama kali oleh Standing8 dengan memodifikasi persamaan Vogel9, sehingga didapatkan persamaan peramalan sebagai berikut:
( )
( )
rp rf p o f o P m P m Q Q = max max …….…...(5)Dimana m(Pr) adalah pseudo pressure function pada harga tekanan reservoir tertentu. Selain Standing8 terdapat beberapa persamaan peramalan kurva IPR lain, yaitu persamaan peramalan IPR Eckmier5 dan persamaan peramalan kurva IPR Sukarn10. Persamaan peramalan Eckmier5 merupakan gabungan antara persamaan Vogel9 dan Fetkovich8, dengan anggapan bahwa harga n (flow exponent) sama dengan satu, yang diperoleh persamaan peramalan sebagai berikut:
3 max max = rp rf p o f o P P Q Q ...(6)
Sukarno10 mengembangkan persamaan peramalan kurva IPR untuk sumur yang berproduksi dari reservoir bertenaga dorong gas terlarut, dengan anggapan bahwa tidak terjadi perubahan jari-jari pengurasan dan faktor
skin, dalam bentuk perbandingan antara laju produksi maksimum pada dua waktu produksi yang berbeda yang dinyatakan dalam persamaan berikut:
Untuk API < 40, = rp rf p o f o P P Q Q 429922 . 3 exp 033210 . 0 max max ……(5) Untuk API > 40, = rp rf p o f o P P Q Q 152343 . 4 exp 015215 . 0 max max ……(6)
Karena persamaan peramalan IPR untuk tekanan reservoir di atas tekaan bubble point belum tersedia, maka persamaan usulan yang diperoleh dibandingkan dengan ketiga metode peramalan diatas, yaitu metode Standing8, Eckmier5 dan Sukarno10 sebagai pembanding.
3. Pengembangan Model
Reservoir dengan solution gas drive dimodelkan menggunakan simulator CMG berbentuk silinder dengan pembagian grid block menggunakan fungsi logaritmik, yaitu grid block makin membesar semakin jauh dari lubang sumur. Ketebalan seragam, homogen dan isotropik. Pengaruh tekanan kapiler dan gravitasi di reservoir diabaikan. Di dalam reservoir pada keadaan awal terdapat minyak dan connate water dengan tekanan reservoir di atas tekanan bubble point
3.1 Model Reservoir
Reservoir radial dengan sumur vertikal terletak ditengah reservoir menembus seluruh lapisan produktif. Penelitian ini menggunakan model sumur tunggal. Dengan model ini dapat diketahui secara jelas mengenai gerakan aliran minyak dan gas menuju sumur produksi. Model reservoir yang digunakan pada penelitian ini dapat dilihat pada Gambar 2.
3.2 Data Reservoir
Data reservoir yang digunakan dalam makalah ini adalah sama dengan data reservoir dari Vogel9. Kondisi reservoir pada keadaan undersarurated (Pr
≥
Pb) dan bertenaga dorong gas terlarut dimana reservoir bersifat homogen, isotropik dan sistem reservoir terbatas. Datamodel dan batuan reservoir dapat dilihat pada Tabel 1, di Lampiran A.
Gambar 2. Model Reservoir
Kurva permeabilitas relatif dari batuan reservoir dan sifat fisik dari fluida minyak dan gas dapat dilihat pada Lampiran A. Data sifat fisik dari fluda reservoir yang digunakan pada penelitian ini dapat dilihat pada Tabel 2.
4. Initialisasi dan Validasi Model
Untuk memastikan bahwa model akan memberikan hasil yang benar, perlu dilakukan initialisasi dan validasi. Setelah itu barulah dilakukan perhitungan parameter yang dibutuhkan dengan menggunakan model (simulator) tersebut.
4.1 Initialisasi Model
Initialisasi model dilakukan dengan membandingkan OOIP hasil similator terhadap volumetrik. Dari hasil perhitungan dengan menggunakan simulator diperoleh hasil OOIP sebesar 7.914 MMRBBL. Perhitungan cadangan dengan metoda volumetrik dengan persamaan,
(
)
oi wc B S Ah OOIP = φ 1− ...(7) Dengan parameter-parameter pada Tabel 1 dan 2, OOIP dengan persamaan di atas bernilai 7.829 MMRBBL. Perbedaan OOIP dari simulator dengan perhitungan volumetrik cukup kecil yaitu sekitar 1.07 %.4.2 Validasi Slope 1.151
Pada awal produksi dimana aliran masih satu fasa (tekanan di atas tekanan bubble point) untuk model silinder homogen dan isotropis, pada periode transien
akan terdapat hubungan antara plot PD vs tDpada kertas grafik semi-log yang menghasilkan kemiringan garis 1.151. Untuk aliran minyak(satu fasa),
(
)
− = o o o o wf r D B k Q P P h P µ 2 . 141 ... (8) = t o o w D C k r t µ φ 2 0002637 . 0 ... (9)Dari data tekanan dan waktu hasil perhitungan simulator dibuat plot PD vs tD yang hasilnya ditunjukkan pada Gambar 3. Pd vs td y = 1.151Ln(x) - 1.415 R2 = 1 0 2 4 6 8 10 12 14 16 10000 100000 1000000 td P d Gambar 3. Chart pD vs tD
Dari plot tersebut dihasilkan harga slope sebesar 1.15 yang harganya cukup mendekati harga 1.151 sehingga model dapat dikatakan valid untuk penelitian ini.
5. Metode Penelitian
Penelitian tentang pengaruh adanya perubahan tekanan bubble point saat tekanan reservoir berada di atas tekanan bubble point disimulasikan dengan memasukkan harga tekanan bubble point awal dalam simulator dan sumur diproduksikan dengan laju produksi konstan. Saat tekanan dasar sumur turun di bawah tekanan bubble point awal dimana respon tekanan belum sampai ke batas reservoir sumur ditutup. Ketika sumur diproduksikan kembali, tekanan bubble point di sekitar sumur yaitu sampai batas respon tekanan lebih tinggi dari tekanan buble point awal. Kondisi tekanan reservoir saat sumur ditutup dan dibuka kembali dapat dilihat pada Gambar 4 dan Gambar 5 dengan tekanan bubble point awal 1000 psi.
Peramalan kurva IPR untuk tekanan reservoir di atas tekanan bubble point memerlukan tekanan reservoir dan laju alir maksimum minyak yang diperoleh dari kurva IPR dimana tekanan reservoir masih diatas tekanan bubble point awal.
Gambar 4. Distribusi Tekanan Saat Sumur Ditutup
Gambar 5. Distribusi Tekanan Saat Sumur Dibuka Kurva IPR tersebut diperoleh dengan memplot tekanan dasar sumur terhadap laju alir minyak dengan berbagai sensitivitas sifat fisik batuan dan fluida. Penentuan tekanan alir dasar sumur dilakukan dengan memproduksi sumur dengan laju alir konstan hingga mencapai kondisi pseudo-steady state. Ketika reservoir diproduksi dengan laju alir konstan, maka di dalam reservoir tekanan akan turun melalui tiga periode yaitu transient, late transient dan pseudo-steady state. Pada periode transient penurunan tekanan berkelakuan seperti penurunan tekanan di reservoir yang tak berbatas dikarenakan tekanan di batas luar reservoir belum
mengalami penurunan. Untuk reservoir yang tidak berbentuk silinder maka periode late transient akan ditemui, pada periode ini belum semua respons tekanan mencapai batas reservoir. Ketika penurunan tekanan telah mencapai batas reservoir, maka tekanan pada batas reservoir akan berkelakuan seperti penurunan tekanan pada volume konstan ini berarti tekanan reservoir akan mengalami penurunan dengan laju penurunan yang tetap. Kondisi inilah yang di sebut kondisi pseudo steady-state, oleh sebab itu tekanan pada kondisi ini dapat dianggap mewakili tekanan reservoir.
Dalam melakukan peramalan diperlukan beberapa harga harga tekanan reservoir dan laju alir maksimum minyak pada masa yang akan datang. Untuk mendapatkan data tersebut, mula-mula sumur diproduksikan dengan laju produksi konstan kemudian sumur ditutup sampai tekanan di reservoir konstan. Tekanan reservoir yang konstan tersebut merupakan tekanan reservoir yang akan datang. Selanjutnya sumur diproduksi kembali, untuk mendapatkan IPR selanjutnya. Hal ini dilakukan berulang-ulang sampai tekanan reservoir turun dibawah tekanan bubble point. Metode untuk mendapatkan IPR terlampir pada Lampiran B.
Sedangkan laju alir maksimum minyak diperoleh dengan persamaan Riri1. Persamaan IPR usulan diperoleh dengan membuat plot antara Qomaxf/Qomaxpvs Prf/Prp. Selanjutnya Persamaan peramalan IPR usulan ini dibandingkan dengan persamaan peramalan Standing8, Eckmier5, dan Sukarno10.
6. Studi Sensitivitas
Studi sensitivitas perlu dilakukan untuk mengetahui persamaan peramalan kurva IPR usulan berlaku pada rentang sifat fisik batuan dan fluida. Penentuan parameter sensitivitas untuk penelitian ini didasarkan pada parameter-parameter yang dianggap dapat mempengaruhi pelepasan gas dari minyak. Sifat fisik batuan dan fluida yang diuji sebagai berikut:
6.1 Sensitivitas API Gravity
Sensitivitas API Gravity mewakili perubahan kelakuan produksi untuk sifat fisik fluida yang berbeda. Semakin besar API Gravity maka membuat fraksi ringan dalam minyak semakin banyak sehingga viskositas ikut turun dan laju alir minyak meningkat. Gambar 6 menunjukkan pengaruh dari perubahan API terhadap kurva IPR. Dari gambar tersebut terlihat bahwa perubahan harga API minyak sangat kecil pengaruhnya terhadap kurva IPR untuk rentang API Gravity 30-60.
NewWell -10 0 10 -10 0 10 -10 0 -10 0 0.00 2.50 5.00 feet 0.00 0.50 1.00 meters File: 300.irf User: dody irawan z Date: 4/1/2006 Scale: 1:45.429162 Y/X: 1.00:1 Axis Units: ft 896 921 947 973 999 1,024 1,050 1,076 1,102 1,127 1,153 radial oil Pressure (psi) 1901-10-30 K layer: 1
NewWell -10 0 10 -10 0 10 -10 0 -10 0 0.00 2.50 5.00 feet 0.00 0.50 1.00 meters File: 300.irf U ser: dody irawan z D ate: 4/1/2006 Scale: 1:45.429162 Y/X: 1.00:1 Axis Units: ft 896 919 941 964 987 1,010 1,032 1,055 1,078 1,101 1,124 radial oil
6.2 Sensitivitas Specific Gravity Gas
Sensitivitas terhadap Specific Gravity gas menunjukkan kandungan fasa ringan dalam minyak. Semakin besar Specific Gravity gas maka kandungan fasa ringan yang terkandung dalam minyak semakin banyak sehingga minyak semakin mudah mengalir. Gambar 7 menunjukkan pengaruh dari perubahan Specific Gravity terhadap kurva IPR. Dari gambar tersebut terlihat bahwa dengan meningkatnya Specific Gravity dari 0.7 sampai 0.9 akan meningkatkatkan sedikit laju alir minyak.
I P R 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 0 2000 4000 6000 8000 10000 Qo (bbl/day) Pw f (p si) A PI 30 A PI 35 A PI 45 A PI 60
Gambar 6. Kurva IPR Sensitivitas API Grafity (Pb=1500 psi,Sgc=0.1, T=200 F, SG=0.9) I P R 0 500 1000 1500 2000 2500 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 Qo (bbl/d) Pw f (psi) SG 0.7 SG 0.8 SG 0. 9
Gambar 7. Kurva IPR Sensitivitas Specific Grafity Gas
(Pb=1000 psi,Sgc=0.1,T=200 F, API=35) 6.3 Sensitivitas Temperatur
Pengaruh sensitivitas temperatur terhadap kurva IPR dapat dilihat pada Gambar 8. Pada gambar tersebut menunjukkan laju alir minyak meningkat dengan naiknya temperatur. Hal ini disebabkan oleh semakin
mudahnya gas keluar dari minyak dengan tingginya temperatur.
6.4 Sensitivitas Saturasi Gas Kritik
Dari hasil run simulator, semakin besar saturasi gas kritik semakin lama waktu yang diperlukan gas untuk ikut mengalir bersama minyak. Pengaruh sensitivitas saturasi gas kritik terhadap kurva IPR dapat dilihat pada Gambar 9. I P R 0 500 1000 1500 2000 2500 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 Qo (bbl/d) Pwf (ps i) T 150 T 200 T 250
Gambar 8. Kurva IPR Sensitivitas Temperatur (Pb=1000 psi,Sgc=0.1, SG=0.9, API=35) I P R 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 Qo (bbl/d) Pw f (psi) Sgc 0. 05 Sgc 0. 1 Sgc 0. 15
Gambar 9. Kurva IPR Sensitivitas Saturasi Gas Kritik (Pb=1000 psi,T=200 F, SG=0.9, API=35) 6.5 Sensitivitas Tekanan Bubble Point
Sensitivitas terhadap tekanan bubble point menunjukkan bahwa laju alir minyak akan lebih besar bila tekanan buble ponit jauh lebih kecil dari tekanan reservoir. Hal ini disebabkan oleh ikut terproduksikannya gas bersama dengan minyak. Pengaruh sensitivitas tekanan bubble point terhadap IPR dapat dilihat pada Gambar 10.
I P R 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 0 2000 4000 6000 8000 10000 Qo (bbl/d) Pwf (ps i) Pb 2000 Pb 1500 Pb 1000
Gambar 10. Kurva IPR Sensitivitas Tekanan Bubble Point
(T=200, psi,Sgc=0.1, SG=0.9, API=35)
7. Peramalan Kurva IPR
Data hasil uji sensitivitas kurva IPR digunakan untuk membuat persamaan peramalan IPR. Hasil uji sensitivitas kurva IPR terhadap faktor perolehan minyak pada tiap kasus diperoleh pasangan data tekanan reservoir (Pr) dan laju alir maksimum (Qmaks). Data tersebut terlampir pada Lampiran C. Tiap pasang data ini kemudian dibandingkan yang satu dengan yang lain. Hasil plot dapat dilihat pada Gambar 11.
0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 0.2 0. 4 0. 6 0.8 1 Prf/Prp Qom f/Q om p BA SE SG 0. 7 SG 0.8 T 150 T 250 Sgc=0. 05 Sgc 0.15 A PI 30 A PI 45 A PI 60 Gambar 11. Plot 1 2 r r
P
P
Vs 1 2 maks o maks o Q QDari Gambar 11 terlihat bahwa penyebaran data tidak baik untuk harga API 60. Berdasarkan teori, API Gravity 60 merupakan range dari sifat fluida resorvoir jenis retrogade gas. Sedangkan fluida yang digunakan
pada model adalah black oil. Untuk itu data sensitivitas API 60 tidak digunakan dalam persamaan peramalan kurva IPR usulan pada Gambar 12.
y = x1.04 R2 = 0.99 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 0.2 0.4 0.6 0.8 1 Pr2/Pr1 Qo max 2/ Qo ma x1
Gambar 12. Peramalan IPR Usulan
Dengan melakukan power regression dari data model maka didapatkan persamaan:
04 . 1 max max = rp rf p o f o P P Q Q ... (10)
Dengan adanya ekponen sebesar 1.04 pada persamaan peramalan usulan, menunjukkan bahwa dengan adanya tekanan bubble point yang berbeda pada solution gas drive membuat laju alir pada tekanan reservoir diatas tekanan bubble point tidak sepenuhnya satu fasa. Hal ini disebabkan oleh terbebasnya gas hingga melewati saturasi gas kritis disekitar lubang sumur. Peristiwa ini dapat diamati pada saturasi fluida di sekitar sumur Gambar 13.
Gambar 13. Saturasi Fluida Di Sekitar Sumur (Pb=1000 psi, Sgc=0,1, T=100 F, API=45)
Peramalan kurva IPR usulan ini dibandingkan dengan peramalan metode Standing8, Eckmeir5, dan Sukarno10. Grafik perbandingan dapat dilihat pada Gambar 14.
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 0.2 0.4 0.6 0.8 1 Prf/Prp Qom f/Q om p
MODEL STA NDING EIKHMEIR PS -A PI<40 PS -A PI>40
Gambar 14. Perbandingan Peramalan IPR Dari gambar tersebut terlihat bahwa terdapat perbedaan yang nyata antara peramalan kurva IPR di atas tekanan bubble point dengan peramalan dibawah tekanan bubble point. Persamaan peramalan model hampir berimpit dengan persamaan peramalan Standing8. Hal ini disebabkan oleh pseudo pressure function yang digunakan pada persamaan Standing8 merupakan fungsi dari tekanan reservoir diatas tekanan bubble point. Dengan menggunakan persamaan yang didapatkan dari model, kita akan mendapatkan harga Qo maks future yang akan menjadi input kembali ke persamaan Riri1 untuk mendapatkan kurva IPR saat tekanan reservoir diatas tekanan bubble point pada solution gas drive. Untuk membuktikan hal tersebut, maka dilakukan percobaan pada tekanan bubble point 2000 psi. Gambar 15 memperlihatkan hasil percobaan dengan simulator
IPR 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 Qo(bbl/d) Pwf( psi )
IPR#1 IPR#2 IPR#3 IPR#4 IPR#5 IPR#6 IPR#7 IPR#8
Gambar 15. IPR Hasil Simulator
Peramalan IPR untuk tekanan reservoir di bawah tekanan bubble point mengunakan persamaan Eckmeir5 Dapat dilihat pada Gambar 16 sedangkan persamaan Sukarno10 pada Gambar 17. Dari gambar tersebut dapat dilihat bahwa peramalan IPR untuk tekanan reservoir di atas tekanan bubble point yang menggunakan persamaan peramalan IPR usulan tidak terdapat perbedaan yang signifikan dengan IPR hasil simulator. Sedangkan untuk peramalan IPR untuk tekanan reservoir di bawah tekanan bubble point terdapat sedikit perbedaan. Hal ini disebabkan persamaan IPR yang digunakan adalah persamaan IPR Riri1. Data IPR simulator, peramalan IPR Eckmeir5, dan peramalan IPR Sukarno10
Dapat dilihat pada Lampiran D.
IPR 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 Qo (bbl/d) Pw f (ps i)
IPR#1 IPR#2 IPR#3 IPR#4 IPR#5 IPR#6 IPR#7 IPR#8
Gambar 16. Peramalan IPR Eikhmeir
I P R 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 Qo (bbl/d) Pwf (p si)
IPR#1 IPR#2 IPR#3 IPR#4 IPR#5 IPR#6 IPR#7 IPR#8
Gambar 16. Peramalan IPR Sukarno
8. Kesimpulan
Berdasarkan penelitian yang telah dilakukan maka dapat diambil kesimpulan sebagai berikut:
1. Dengan berubahnya tekanan bubble point disekitar sumur akan membuat saturasi gas didaerah sekitar sumur berubah, sehingga bila saturasi gas bertambah dan melewati saturasi gas kritik aliran yang terjadi disektar sumur menjadi 2 fasa.
2. Makalah ini mengusulkan persamaan peramalan IPR di masa depan pada tekanan reservoir berada diatas tekanan bubble point yang didapatkan secara empiris menggunakan data simulasi. Persamaan yang diusulkan adalah: 04 . 1 max max = ri rf i o f o P P Q Q
3. Selama Peramalan IPR masa depan dibawah tekanan bubble point untuk reservoir solution gas drive dengan tekanan bubble point berubah belum ada, maka dapat menggunakan metode yang telah ada seperti Eckmeir5, dan Sukarno10.
9. Saran
1. Perlu dilakukan peramalan IPR di atas tekanan bubble point yang ikut memperhatikan faktor skin pada solution gas drive reservoir.
2. Perlu dilakukan peramalan IPR untuk tekanan reservoir di bawah tekanan bubble point Untuk mendapatkan peramalan IPR yang tepat.
10. Daftar Simbol
Bo = faktor volume formasi minyak, rb/stb Bg = faktor volume formasi gas, rb/Mscf cf = kompresibilitas batuan, 1/psi GOR = Gas Oil Ratio, scf/stb h = ketebalan vertikal, ft k = permeabilitas, mD kr = permeabilitas relatif, fraksi
m(Prf) = Pseudo pressure function masa depan, psi m(Prp) = Pseudo pressure function sekarang, psi p = tekanan, psi
pb = tekanan bubble point, psi pD = tekanan dimensionless pr = tekanan reservoir, psi Rso = solution gas-oil ratio, scf/stb rw = jari-jari sumur, ft
re = jari-jari pengurasan, ft So = saturasi minyak, fraksi Sgc = saturasi gas kritik, fraksi Sw = saturasi air, fraksi
tD = waktu dimensionless t = waktu, jam
tc = waktu periode pseudosteady- state, jam
φ = porositas, fraksi µo = viskositas minyak, cp
Pr 1 = tekanan reservoir sebagai base, psi Pr 2 = tekanan reservoir pada waktu tertentu, psi Pwf = tekanan dasar sumur, psi
prf = tekanan reservoir saat ini, psi
prp = tekanan reservoir yang akan datang, psi Qomaksf = Laju alir maksimum di masa depan (bbl/d) Qomaksp = Laju alir maksimum saat ini (bbl/d).
10. Ucapan Terima Kasih
Syukur Alhamdulillah penulis ucapkan atas kehadirat Allah SWT dan segala rahmat serta karunia-Nya sehingga penulis dapat menyelesaikan tugas akhir ini. Kepada keluarga, penulis mengucapkan terima kasih kepada orang tua dan adik-adik yang selalu memberikan dukungan, doa, dan kasih sayangnya. Dengan segenap ketulusan hati penulis mengucapkan terima kasih kepada Dr. Pudjo Sukarno dan Amega Yasutra MS, sebagai pembimbing tugas akhir ini yang telah meluangkan waktu, tenaga, dan pikiran dalam membantu penulis menyelesaikan permasalahan-permasalahan yang di hadapi dalam penyelesaian tugas akhir ini. Terakhir penulis ingin mengucapkan terima kasih kepada perusahaan software CMG yang telah mengizinkan penulis untuk menggunakan software CMG dalam studi penelitian ini.
11. Daftar Pustaka
1. Riri, Armelia Suska, “Pengembangan IPR 2 Fasa pada Reservoir dengan Solution Gas Drive Pada Kondisi Tekanan Reservoir Di Atas Tekanan Bubble Point”,Tesis, TM-ITB, 2006.
2. Smith, C.R., G.W., dan Farrar, R.L., “Applied Reservoir Engineering Vol.2”, OGCI Publications, Tulsa, Oklahoma, 1992.
3. Tarek,Ahmed., “Reservoir Engineering Handbook”, 2nd edition, Gulf Publishing Company, Houston, Texas,2000.
4. Tarek,Ahmed., “Advance Reservoir Engineering”, Gulf Publishing Company, Houston, Texas,2000. 5. Brown, K.E.: Technology of Artificial Lift
Methods, Volume IV, Penn Well Publishing Company, Tulsa, Oklahoma, 1980.
6. McCain, W.D.: The Properties of Petroleum Fluids, second Edition, Penn Well Publishing Company, Tulsa, Oklahoma, 1990.
7. Earlougher, R.C., “Advances in Well Test Analysis”, 2nd printing, Society of Petroleum Engineering of AIME, New York, Dallas, 1977. 8. Beggs, Dale.H., “Production Optimization”, OGCI
Publications, Tulsa, Oklahoma, 1991.
9. Vogel, J.V.: “Inflow Performance Relationship Curve for Solution Gas Drive Wells,” JPT, Januari 1968.
10. Sukarno, Pudjo :”Inflow Performance Relationship In Two and Three Phase Conditions”, PhD
Dissertation, The University of Tulsa, Oklahoma, 1986.
11. Rahman, F., Yahya, M., dan Leonardus, S.: ”Modifikasi Persamaan Sukarno untuk Menentukan IPR Sumur Pada Reservoir dengan Tekanan di bawah Tekanan Saturasi,” Tugas Mata Kuliah Teknik Produksi, Jurusan Teknik Perminyakan, Institut Teknologi Bandung, 2006.
Lampiran A
Tabel 1. Data Model dan Batuan Reservoir
Lampiran B Metode Penelitian Pb = 2000 Psi IPR 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 Q(bbl/d) Pw f(ps i)
IPR#1 IPR#2 IPR#3 IPR#4
radial oil
Well-1 10 Layer (Pb=2000).irf
Well Bott om-hole Pressure Oil R ate SC - Daily
Time (Date) W el l Bott om-hole Pr es sure (psi) Oil R at e SC - Da ily ( b bl/d ay) 1901-4 190 1-7 1901-10 1902-1 1902-4 1,500 2,000 2,500 3,000 3,500 0 200 400 600 800 1,000 1,200
Pb = 1500 Psi
Lampiran B
Kurva Relatif Permeability untuk Base Case
IPR 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 0 2000 4000 6000 8000 10000 Q(bbl/d) Pw f(psi)
IPR#1 IPR#2 IPR#3 IPR#4 IPR#5 IPR#6
radial oil
Well-1 10 layer (Pb=1500).irf
Well Bot tom -hole Pressure Oil R ate SC Time (Date) W ell Bot tom-hole Pr essure (psi) Oil Rate S C (bbl/da y) 1901-4 1901-7 1901-10 1902-1 1902-4 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000 3,500 0 200 400 600 800 1,000 1,200
Pb= 1000 Psi IPR 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 0 2000 4000 6000 8000 10000 Q(bbl/d) Pwf (p si)
Lampiran C
Lampiran D
Data IPR simulator, peramalan IPR Eikhmeir9, dan peramalan IPR Sukarno10
IPR Hasil Simulator
Peramalan IPR Eikhmeir
